Technische Mindestanforderungen (TMA) an Messeinrichtungen und im Gasnetz der Energieversorgung Ergolding-Essenbach GmbH (Netzbetreiber) Inhalt 1 Allgemeines... 1 2 Grundsätzliche Anforderungen... 1 3 Anforderungen an Messeinrichtungen... 2 4 Identifikationsnummer von Zähler oder Zusatzeinrichtungen... 7 5 Anforderungen an die Messwertübermittlung... 7 6 Bezugsdokumente... 9 1 Allgemeines 1.1 Diese Anlage zum Messstellenrahmenvertrag regelt die technischen Mindestanforderungen an Gas-Messeinrichtungen, die von Messstellenbetreibern nach 21 b Abs. 3 EnWG in Ergänzung zum EN 1776 und zu den DVGW Arbeitsblättern insbesondere G 488, G 491, G 492, G 495, G 685 und G 2000 sicherzustellen sind. Diese Anlage gilt auch bei der Durchführung von Umbauten und Wartungsarbeiten an bestehenden Messeinrichtungen sowie für Messeinrichtungen im Anwendungsbereich des DVGW Arbeitsblattes G 600. 1.2 Die Regelungen des zwischen Netzbetreiber und Anschlussnehmer abgeschlossenen Netzanschlussvertrages bleiben unberührt. Messeinrichtungen an Netzkopplungspunkten und Messeinrichtungen zur Gasbeschaffenheitsmessung (GBM) sind im Vorfeld mit dem Netzbetreiber abzustimmen. 1.3 Weitergehende technische Einrichtungen, wie z.b. Einrichtungen für die Absperrung der Messeinrichtung, die Druckabsicherung, die Druck- /Mengenregelung, oder die ggf. zum Schutz der Gaszähler (z. B. Drehkolben-, Turbinenradgaszähler) vorgeschalteten Erdgasfilter, sind nicht Bestandteil dieser Mindestanforderungen und werden im Netzanschlussvertrag zwischen Netzbetreiber und Anschlussnehmer, speziell in den Technischen Anschlussbedingungen, geregelt. 2 Grundsätzliche Anforderungen 2.1 Bei der Planung, Errichtung und dem Betrieb der Messstelle sind neben den einschlägigen gesetzlichen Vorschriften, den Normen und den allgemein anerkannten Regeln der Technik die technischen Anforderungen dieser Anlage zu beachten. Der Messstellenbetreiber stellt sicher, Seite 1 von 9
dass an der Messstelle alle Voraussetzungen zur einwandfreien Messung der abrechnungsrelevanten Größen dauerhaft und sicher eingehalten werden. Der Messstellenbetreiber ermöglicht dem Netzbetreiber jederzeit ungehinderten und uneingeschränkten Zugang zur Messeinrichtung. 2.2 Sofern nichts anderes geregelt ist, ist der Netzbetreiber grundsätzlich für das erforderliche Regelgerät und dessen Betrieb verantwortlich. Der Messdruck wird, sofern nichts anderes vereinbart, durch den Netzbetreiber vorgegeben 2.3 Der Aufstellungsort der Messeinrichtung muss zugänglich, belüftet, beleuchtet, witterungsgeschützt und trocken sein. Bei Aufstellung im Freien sind die Anforderungen durch gleichwertige Maßnahmen zu erfüllen (z. B. Schutzarten durch Gehäuse). Die Einhaltung der zulässigen Umgebungs- und Betriebstemperaturbereiche der Messeinrichtungen (insbesondere bei Messanlagen mit elektronischen Messgeräten in Schrankanlagen) und sonstigen Anforderungen an den Aufstellungsort sind sicherzustellen. 2.4 Die erforderlichen Wand- und Montageabstände (z. B. für Instandhaltungsmaßnahmen, Zählerwechsel) sind einzuhalten. 2.5 In entsprechenden Einbausituationen ist zusätzlich ein Umfahr- und Abreißschutz zur Sicherung gegen Beschädigungen sicherzustellen. In Gebäuden mit wohnähnlicher Nutzung ist der Schallschutz besonders zu beachten (Raumschall-, Körperschallübertragung bei Trennwänden). 2.6 Die Messeinrichtung ist entsprechend den allgemein anerkannten Regeln der Technik und ggf. unter Berücksichtigung der Vorgaben des Netzbetreibers gegen unberechtigte Energieentnahmen und Manipulationsversuche zu schützen (z. B. durch Plombierung, passiver Manipulationsschutz). Des Weiteren sind die Rückwirkungsfreiheit der Messeinrichtung auf die Gesamtanlage sowie die Vorgaben hinsichtlich des Explosionsschutzes und des Potenzialausgleiches sicherzustellen. 2.7 Bei Übernahme von Messeinrichtungen des Netzbetreibers als grundzuständigem Messstellenbetreiber ist zusätzlich zu den Prozessschritten der Abschnitte 5.1 und 5.2 der Anlage 1 zu den Festlegungen BK6-09-034 / BK7-09-001 der Bundesnetzagentur der Abschluss eines Kaufvertrages nach Vorgabe des Netzbetreibers erforderlich. Ein Muster wird auf Anfrage zur Verfügung gestellt. 3 Anforderungen an Messeinrichtungen 3.1 Allgemeines 3.1.1 Die Messeinrichtung ist in Abhängigkeit vom minimalen und maximalen Durchfluss im Betriebszustand sowie unter Berücksichtigung der Änderung der Gasbeschaffenheit und des Abnahmeverhaltens des letztverbrauchenden Kunden auszurüsten und zu betreiben. Die Messgeräte müssen dem im Betrieb maximal möglichen Druck (MOP) standhalten. Die Eignung ist dem Netzbetreiber auf Verlangen nachzuweisen. Seite 2 von 9
3.1.2 Bei Einbauten entsprechend DVGW G 600 (Installation in Wohnhäusern oder vergleichbaren Gebäuden) ist die erhöhte thermische Belastbarkeit des Gaszählers und des Zubehörs (z. B. Dichtungen) sicherzustellen. 3.1.3 Die Gestaltung der Messeinrichtung sollte nach Tabelle 1 erfolgen. Die Gestaltung sowie die Auswahl der Gasmessgeräte für die Vergleichsmessung sind vorab mit dem Netzbetreiber abzustimmen. Tabelle 1 -Richtwerte zu den Auslegekriterien Durchfluss Q N in m N ³/h (unter Normbedingungen) Einfachmessung Vergleichsmesseinrichtung (z. B. Dauerreihenschaltung) < 5 000 5 000 Bei einer Auslegungskapazität der Anlage 5.000 m³/h ist eine Vergleichsmessung vorzusehen, bis zum Erreichen der Mengen kann auf den Vergleichszähler verzichtet werden (Passstück). Bei Vergleichsmessungen sind alle Gaszähler mit gleichwertigen Mengenumwertern auszurüsten. Die Gastemperatur soll im Bereich von -10 bis +30 C liegen. Bei Dauerreihenschaltung sind zwei Messgeräte mit verschiedenen Messprinzipien nach Tabelle 2 (vgl. Ziffer 3.2) einzusetzen. Bei Einsatz der Gaszähler in Dauerreihenschaltung ist der für die Abrechnung vorgesehene Gaszähler eindeutig festzulegen. Durch eine Dauerreihenschaltung sollen die Messergebnisse ständig verglichen werden können. 3.2 Gaszähler Die Auswahl des geeigneten Gaszählers hat nach Tabelle 2 zu erfolgen. Die Druckstufe ist entsprechend den Betriebsbedingungen auszuwählen. Die Standarddruckstufe ist DP 16 bar (Ausnahme BGZ: DP 0,1 bar). Zur Inbetriebnahme sind dem Netzbetreiber Kopien der erforderlichen Prüfzeugnisse nach DIN EN 10204-3.1 zu übergeben (Ausnahme BGZ: DP 0,1 bar). Tabelle 2 -Richtwerte zur Gaszählerauswahl für neue Messeinrichtung Messgerät Baugrößen Messbereich Balgengaszähler (BGZ) G 40 1:160 Drehkolbengaszähler (DKZ) G 16 bis G40 1:50 Drehkolbengaszähler (DKZ) G 65 bis G 1000 1:100 Turbinenradgaszähler (TRZ) G 65 1:50 Wirbelgaszähler (WBZ) G 65 1:20 Ultraschallgaszähler (USZ) G 100 1:20 Bei der Messgeräteauswahl ist die notwendige Versorgungssicherheit zu beachten. In Einzelfällen kann dies zu Abweichungen von Tabelle 2 führen. 3.2.1 Balgengaszähler Alle eingesetzten Balgengaszähler müssen in ihrer technischen Ausführung den amtlichen Vorschriften, der DIN EN 1359, den allgemein anerkannten Regeln der Technik sowie dieser Anlage genügen. In Ergänzung zur DIN EN 1359 gilt für alle Balgengaszähler: Die Balgengas- Seite 3 von 9
zähler sind in Anschlussausführung und Nennweite entsprechend den Vorgaben des Netzbetreibers einzubauen. Im Netz der Energienetze Bayern GmbH werden Einrohrbalgengaszähler eingebaut. 3.2.2 Drehkolbengaszähler Alle eingesetzten Drehkolbengaszähler müssen in ihrer technischen Ausführung den amtlichen Vorschriften, der DIN EN 12480, den allgemein anerkannten Regeln der Technik sowie dieser Anlage genügen. In Ergänzung zur DIN EN 1359 gilt für alle Drehkolbengaszähler: Die Drehkolbengaszähler sind in Anschlussausführung und Nennweite entsprechend den Vorgaben des Netzbetreibers einzubauen. Alle Drehkolbengaszähler müssen entsprechend ihres Einsatzes über eine Zulassung nach EU- Druckgeräterichtlinie (PED) verfügen. In Ergänzung zur DIN EN 12480 gilt für alle Drehkolbengaszähler: Unabhängig von den unterschiedlichen Einbausituationen muss ein Ablesen des Zählwerks von der, der Wand abgewandten Seite aus, möglich sein. Beim Werkstoff für die Gehäuse der Drehkolbengaszähler ist DIN 30690-1 zu beachten. Als Fehlergrenzen bei der Eichung ist die Hälfte der Eichfehlergrenzen einzuhalten. Es werden zwei separate Impulsgeber im Zählwerkskopf mit Reedgeber (NF) sowie einem Encoderzählwerk empfohlen. Die Drehkolbengaszähler sind mit zwei im Gehäuse integrierten Tauschhülsen vorzusehen. Die Eichung hat mit Tauchhülsen zu erfolgen. 3.2.3 Turbinenradzähler Alle eingesetzten Turbinenradgaszähler müssen in ihrer technischen Ausführung den amtlichen Vorschriften, der DIN EN 12261, den allgemein anerkannten Regeln der Technik sowie dieser Anlage genügen und entsprechend ihres Einsatzes über eine Zulassung nach EU- Druckgeräterichtlinie (PED) verfügen. In Ergänzung zur DIN EN 12261 gilt für alle Turbinenradgaszähler: Beim Einsatz von Turbinenradgaszählern sind die Anforderungen der Technischen Richtlinie PTB G 13 zu beachten. Als Gesamtlänge der Turbinenradgaszähler zwischen Ein- und Auslaufanschlüssen, ohne die erforderlichen Ein- und Auslaufstrecken, gilt verbindlich 3 DN. Die Turbinenradgaszähler sind grundsätzlich für die Einbaulage horizontaler Durchfluss, universell einstellbar nach links oder rechts, vorzusehen. Bezüglich der Gehäusewerkstoffe sind die Anforderungen der DIN 30690-1 zu beachten. In Ausnahmefällen ist die vertikale Einbaulage mit Durchfluss von oben nach unten möglich. Als Fehlergrenzen bei der Eichung ist die Hälfte der Eichfehlergrenzen einzuhalten. Die Turbinenradgaszähler sind für den Einsatz bis zu einem Betriebsüberdruck von 4 bar einer Niederdruckprüfung zu unterziehen. Ab einem Betriebsüberdruck größer 4 bar ist der Einsatz von Turbinenradgaszählern nur mit einer Hochdruckprüfung nach PTB-Prüfregeln Bd. 30 zulässig. Die Hochdruckprüfung ist beim vom Netzbetreiber vorgegebenen Prüfdruck auf einem Prüfstand, welcher dem deutschniederländischen Bezugsniveau angeglichen ist, vorzunehmen. Prüfstand und Termin sind so Seite 4 von 9
frühzeitig bekannt zu geben, dass ein Beauftragter des Netzbetreibers auf dessen Kosten an der Hochdruckprüfung teilnehmen kann. Die Justage des Zählers erfolgt einvernehmlich. Das Protokoll der HD-Prüfung ist mitzuliefern. Der HD-Messbereich ist mit dem Netzbetreiber abzustimmen. Als Fehlergrenzen bei der Hochdruckeichung ist die Hälfte der Eichfehlergrenzen einzuhalten. Diese Regelungen gelten für Nacheichungen entsprechend. Es sind Turbinenradgaszähler mit 2 x separaten Impulsgebern im Zählwerkskopf mit Reedgeber (NF) sowie vorzugsweise mit 1 x Schaufelradabgriff mit induktiven Impulsgeber (HF) und 1 x Referenzabgriff mit induktiven Impulsgeber (HF) sowie Encoderzählwerk einzusetzen. 3.3 Mengenumwerter und Zusatzeinrichtungen 3.3.1 In Ergänzung zum DVGW Arbeitsblatt G 685 ist durch den Messstellenbetreiber auch in den Verfahrensgebieten I und II der Einsatz von Mengenumwertern zu prüfen und mit dem Netzbetreiber abzustimmen. Alle eingesetzten elektronischen Mengenumwerter mit integriertem Datenspeicher und alle Zusatzeinrichtungen zum Einsatz in Messanlagen für Erdgas müssen in ihrer technischen Ausführung den amtlichen Vorschriften, der DIN EN 12405, den anerkannten Regeln der Technik sowie dieser Anlage genügen. Als Fehlergrenzen bei der Eichung ist die Hälfte der Eichfehlergrenzen einzuhalten. Die Anforderungen der Gasnetzzugangsverordnung (GasNZV) zum Einbau von Leistungs- bzw. Lastgangmessungen sind zu beachten. 3.3.2 In Ergänzung zur DIN EN 12405 gelten für elektronische Mengenumwerter die in den nachfolgenden Absätzen enthaltenen Regelungen: Die Mengenumwerter haben aus einem Rechner und je einen Messumformer für Druck und Temperatur zu bestehen. Die Umwertung hat als Funktion von Druck, Temperatur und der Abweichung vom idealen Gasgesetz zu erfolgen (Zustandsmengenumwertung). Bei der Auswahl des K-Zahl-Berechnungsverfahrens sind die aus der Gasbeschaffenheit resultierenden Anforderungen des DVGW Arbeitsblattes G 486 zu beachten. Dies kann entweder durch fest eingestellte K-Zahlen oder durch die Berechnung der K-Zahl im Mengenumwerter geschehen. 3.3.3 Wird die K-Zahl berechnet, erfolgt dies anhand der Gasbeschaffenheit mit einer geeigneten Gleichung als Funktion von Druck und Temperatur. Die zur Berechnung der K-Zahl benötigten Werte der Gasbeschaffenheit müssen für Brenngase der 1. und 2. Familie nach EN 437 programmierbar sein oder als live-daten über ein geeignetes Datenprotokoll zur Verfügung gestellt werden können. 3.3.4 Der Druckmessumformer ist als Absolutdruckaufnehmer auszuführen. 3.3.5 Der Messbereich ist für eine Gastemperatur von -10 C bis +30 C vorzusehen, die Hersteller- Angaben sind zu beachten. Seite 5 von 9
3.3.6 Bei Mengenumwertern sind vier digitale Transistor-Ausgänge erforderlich. Alle Ausgangskanäle müssen untereinander galvanisch getrennt sein. 3.3.7 Mengenumwerter und Zusatzeinrichtungen müssen bei Erfordernis für den Einsatz in der für den Aufstellungsraum ausgewiesenen Ex-Zone zugelassen sein. Die notwendige Zulassung nach ATEX ist dem Netzbetreiber vor Inbetriebnahme vorzulegen. 3.3.8 Zusatzeinrichtungen zur Speicherung von Lastgängen müssen zugelassen sein. Es muss sichergestellt sein, dass in der Zusatzeinrichtung die gesetzliche Zeit abgebildet wird. 3.3.9 Die Datenspeicher müssen über eine Bauartzulassung als Höchstbelastungsanzeigegerät für Stunden- und Tagesmaximum bzw. als echtzeitbezogener Lastgang- bzw. Zählerstandsgangspeicher verfügen. 3.3.10 Die Speichertiefe bei stündlicher Speicherung muss den gesetzlichen Anforderungen entsprechen. Die Zählerstände sollten setzbar sein. Zur Inbetriebnahme sind Datenblatt, Betriebsanleitung, Bauartzulassung der PTB mit Plombenplänen und die zur Geräteauslesung erforderliche Software bereitzuhalten. 3.3.11 Bei Modemeinsatz ist die Zeitsynchronisation des Datenspeichers durch geeignete Maßnahmen sicherzustellen. Mengenumwerter bzw. Zusatzeinrichtungen müssen zur Fernablesung und Direktauslesung über die vom Netzbetreiber vorgegebenen Schnittstellen und Übertragungsprotokolle verfügen. Je nach Einsatz der Geräte ist es notwendig, dass die Daten mit verschiedenen Abrufsystemen abrufbar sind. 3.3.12 Die Mengenumwerter und Zusatzeinrichtungen müssen zur Direkt- und Fernauslesung über standardisierte Schnittstellen und Übertragungsprotokolle verfügen, wie zum Beispiel: DIN EN 62056-21 (IEC 1107) DSfG nach DVGW AB G 485 RS 232, RS 485 MDE-kompatibel Die Anforderungen des Netzbetreibers für online-flow-control (OFC) und Steuerungseinrichtungen (z.b. Betriebszustände in der Messanlage) inklusive der Kommunikationseinrichtungen sind zu berücksichtigen. 3.4 Gasbeschaffenheitsmessung Wenn der Einbau einer Gasbeschaffenheitsmessung an der Messstelle erforderlich ist, sind die eichrechtlichen Anforderungen, das DVGW Arbeitsblatt G 488 und ggf. die Anforderungen des Netzbetreibers zu berücksichtigen. 3.5 Zeitsynchronisation Maßgeblich ist die gesetzliche Zeit nach Einheiten- und Zeitgesetz. Für die Zeitsynchronisation und Genauigkeit sind die Anforderungen der PTB-A 50.7 einzuhalten. Die Messperiode beträgt eine Stunde und beginnt zeitsynchron bei jeder Messstelle, Seite 6 von 9
ausgehend von der vollen Stunde. Es ist zu beachten, ob Sommer- / Winterzeitumstellungen erfolgen. 4 Identifikationsnummer von Zähler oder Zusatzeinrichtungen Zähler oder Zusatzeinrichtungen sind grundsätzlich mit einer eindeutigen Identifikation, bestehend aus der Sparte, der Herstellerkennung und der Fabriknummer des Zählers zu kennzeichnen und zu führen. Die Liste der Herstellerkennungen wird auf Anforderung durch den Netzbetreiber bereitgestellt. 5 Anforderungen an die Messwertübermittlung Sofern keine stündliche Messwertübermittlung durch den Transportkunden gefordert ist, gelten abweichend von den in Anlage 1 zum Beschluss BK7-09-001 (WiM) festgehaltenen Regelungen zur Messwertübermittlung an den Netzbetreiber folgende, jederzeit widerrufbare, Vereinbarungen: 5.1 Zeitpunkt und Datenumfang für die tägliche Messwertübermittlung Die Messwertübermittlung hat täglich, unverzüglich nach Datenauslesung jedoch spätestens zu den u.g. Zeitpunkten, für folgende Zeitreihen zu erfolgen: bis 8:00 Uhr für den Vortag von 6:00 Uhr (D-1) bis 6:00 Uhr (D): o Versand des Lastgangs bzw. Zählerstandgangs für das Volumen im Betriebszustand V b in m³ o sowie zusätzlich beim Einsatz von Mengenumwertern: Lastgang bzw. Zählerstandgang für das Volumen im Normzustand V n in m³, Zeitreihe für die Abrechnungstemperatur T eff in C, Zeitreihe für den Gasdruck (absolut) p eff + p amb in bar, bis 13:00 Uhr für den Gastag D von 6:00 Uhr bis 12:00 Uhr: o Versand des Lastgangs bzw. Zählerstandgangs für das Volumen im Betriebszustand V b in m³, o sowie zusätzlich beim Einsatz von Mengenumwertern: Lastgang bzw. Zählerstandgang für das Volumen im Normzustand V n in m³, Zeitreihe für die Abrechnungstemperatur T eff in C, Zeitreihe für den Gasdruck (absolut) p eff + p amb in bar. 5.2 Zeitpunkt und Datenumfang für die monatliche Messwertübermittlung Die Messwertübermittlung für den Liefermonat M von 6:00 Uhr, erster Tag des Monats M bis 6:00 Uhr, erster Tag des Monats M+1 hat monatlich am Monatsersten unverzüglich nach Datenauslesung für folgende Zeitreihen zu erfolgen: Lastgang bzw. Zählerstandgang für das Volumen im Betriebszustand V b in m³ sowie zusätzlich beim Einsatz von Mengenumwertern: o Lastgang bzw. Zählerstandgang für das Volumen im Normzustand V n in m³, o Zeitreihe für die Abrechnungstemperatur T eff in C, o Zeitreihe für den Gasdruck (absolut) p eff + p amb in bar, Seite 7 von 9
o elektronischer Zählerstand um 6:00 Uhr erster Tag des Monats M für folgende Zählwerke: registriertes Volumen im Betriebszustand V b, sowie zusätzlich beim Einsatz von Mengenumwertern: registriertes Volumen im Normzustand V n, registrierte Störmenge, sowie zusätzlich beim Einsatz von Encoderzählwerken: o Stand Encoderzählwerk. Die monatliche Messwertübermittlung hat auch dann zu erfolgen, wenn von den unter Kap. 5.1 vereinbarten Regelungen auf Wunsch des Transportkunden abgewichen wird. 5.3 Datenversand Die Übermittlung der Messwerte hat unter Beachtung der hier festgelegten Fristen an folgende Adresse zu erfolgen: mkg@meteringservice.de Der Versand der Messdaten erfolgt in der der jeweils aktuellen Version des Nachrichtentyps MSCONS des Edi@energy-Subsets unter Verwendung der in Tabelle 3 aufgeführten OBIS Kennziffern. Zeitreihe OBIS Kennzahl Lastgang für das Volumen im Betriebszustand V b [m³] ungestört 7-1:99.21.15 Lastgang für das Volumen im Betriebszustand V b [m³] gestört 7-1:99.22.15 Lastgang für das Volumen im Betriebszustand V b [m³] gesamt 7-1:99.23.15 Lastgang für das Volumen im Normzustand V n [m³] ungestört 7-1:99.21.17 Lastgang für das Volumen im Normzustand V n [m³] gestört 7-1:99.22.17 Lastgang für das Volumen im Normzustand V n [m³] gesamt 7-1:99.23.17 Zählerstandsgang für das Volumen im Betriebszustand V b [m³] 7-1:99.21.0 Zählerstandsgang für das Volumen im Normzustand V n [m³] ungestört 7-1:99.21.2 Zählerstandsgang für das Volumen im Normzustand V n [m³] gestört 7-1:99.22.2 Zählerstandsgang für das Volumen im Normzustand V n [m³] gesamt 7-1:99.23.2 Temperatur [ C] 7-1:99.41.42 Absolutdruck [bar] 7-1:99.42.42 registriertes Volumen im Betriebszustand V b 7-1:1.0.0 registriertes Volumen im Betriebszustand V b (Encoder) 7-2:1.0.0 registriertes Volumen im Normzustand V n ungestört 7-1:11.2.0 registriertes Volumen im Normzustand V n gestört 7-1:12.2.0 registriertes Volumen im Normzustand V n gesamt 7-1:13.2.0 Fehlerregister Gerät Rückstellkennziffer Rückstellzeitpunkt Tabelle 3: OBIS Kennzahlen Seite 8 von 9
5.4 Nachprüfung bereitgestellter Messwerte Bereitgestellte Messwerte müssen den Anforderungen der DVGW Regelwerke G 685 (A) und G 687 (A) genügen. Sofern Störungen und damit verbundene Ersatzwertbildungen gehäuft oder regelmäßig auftreten, ist das Messgerät durch den Messstellenbetreiber zu prüfen, instand zu setzen oder zu ersetzen. Der Messstellenbetreiber hat den Netzbetreiber (metering@energienetzebayern.de) bei Störungen unverzüglich zu informieren. 6 Bezugsdokumente EnWG Energiewirtschaftsgesetz vom 07. Juli 2005 GasNZV Gasnetzzugangsverordnung vom 25. Juli 2005 DIN EN 1359 Gaszähler; Balgengaszähler DIN EN 1776 Erdgasmessanlagen - Funktionale Anforderungen DIN EN 10204 Metallische Erzeugnisse - Arten von Prüfbescheinigungen DIN EN 12261 Gaszähler; Turbinenradgaszähler DIN EN 12405 Gaszähler; Elektronische Zustands-Mengenumwerter DIN EN 12480 Gaszähler; Drehkolbengaszähler DIN 30690-1 Bauteile in Anlagen der Gasversorgung PTB TR G 13 Einbau und Betrieb von Turbinenradgaszählern PTB-Prüfregel Bd.30, Hochdruckprüfung von Gaszählern DVGW G 485 Digitale Schnittstelle für Gasmessgeräte (DSfG) DVGW G 486 Realgasfaktoren und Kompressibilitätszahlen von Erdgasen; Berechnung und Anwendung DVGW G 488 Anlagen für die Gasbeschaffenheitsmessung Planung, Errichtung, Betrieb DVGW G 491 Gas-Druckregelanlagen für Eingangsdrücke bis einschließlich 100 bar; Planung, Fertigung, Errichtung, Prüfung, Inbetriebnahme und Betrieb DVGW G 492 Gas-Messanlagen für einen Betriebsdruck bis einschließlich 100 bar; Planung, Fertigung, Errichtung, Prüfung, Inbetriebnahme, Betrieb und Instandhaltung DVGW G 495 Gasanlagen - Instandhaltung DVGW G 600 Technische Regel für Gas-Installationen DVGW G 685 Gasabrechnung DVGW G 687 Technische Mindestanforderung an die Gasmessung DVGW G 689 Technische Mindestanforderungen an den Messstellenbetrieb Gas DVGW G 2000 Mindestanforderungen bezüglich Interoperabilität und Anschluss an Gasversorgungsnetze Seite 9 von 9